速览！山西“十三五”综合能源发展规划出台了！（全文）-搜狐

　　根据《山西省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》精神，为加快推进煤炭基地、煤电基地和现代煤化工、煤层气、新能源、能源装备基地建设，构建完善的能源服务体系，特编制本规划。本规划是经济发展新常态下我省第一部能源发展规划，是“十三五”期间我省能源发展的总体蓝图和行动纲领。

　　一、发展回顾

　　山西是我国重要的综合能源基地，在全国能源发展格局中具有不可替代的战略地位。“十二五”期间，尤其是党的十八大以来，党中央、国务院高度重视能源问题，做出了一系列重大战略部署。围绕中央总体部署，我省全力推进新型综合能源基地建设，全省能源产业不断发展壮大，行业整体面貌发生了巨大改变，取得了很大成绩。但同时，在“新常态”下，产能过剩矛盾等诸多问题突显，制约了我省能源产业的健康发展。

　　（一）基本现状。

　　1.煤炭。山西煤炭资源储量大、分布广、品种全、质量优。全省含煤面积6.2万平方公里，占国土面积的40.4%；全省2000米以浅煤炭预测资源储量6552亿吨，占全国煤炭资源总量的11.8%；累计查明保有资源量2674亿吨，约占全国的1/4，其中，生产在建煤矿保有可采储量1302亿吨。截至2015年底，全省各类煤矿共有1078座，其中兼并重组保留1053座，国家新核准25座，总产能14.6亿吨/年，平均单井规模135.4万吨/年;生产煤矿541座，建设及其他煤矿537座。2015年煤炭产量达9.75亿吨。

　　2.电力。截至2015年底，全省装机容量6966万千瓦；其中，煤电装机容量5517万千瓦，占全省装机容量的79.2%。2015年，全省发电量达到2457亿千瓦时，比2010年的2150亿千瓦时增加了307亿千瓦时，全社会用电量达到1737亿千瓦时；人均用电量由2010年的4085千瓦时/人提高到2014年4740千瓦时/人。省内电网已形成以500千伏“两纵四横”为骨干网架，220千伏大同、忻朔、中部、南部四大供电区域，110千伏和35千伏及以下电压等级辐射供电的网络格局。外送通道方面，形成了以1000千伏特高压为核心，6个通道、13回线路的外送格局，输电能力约2000万千瓦。

　　3.煤层气。全省2000米以浅煤层气资源总量约83098亿立方米，约占全国煤层气资源量的四分之一。截至2015年底，全省累计探明煤层气地质储量5600亿立方米,占全国的88%。截至2015年底，全省输气管道总长8000余公里，覆盖全省11个设区市100余个县（区），初步形成“三纵十一横、一核一圈多环”的输气管网格局。2015年，全省煤层气（煤矿瓦斯）抽采量101.3亿立方米，其中，地面41亿立方米，井下60.3亿立方米，分别占全国的94%和44.4%；煤层气（煤矿瓦斯）利用量57.3亿立方米，其中，地面35亿立方米，井下22.3亿立方米，分别占全国的92%和46.8%。

　　4.煤化工。截至2015年底，全省煤化工企业253家，资产总额1840亿元，主营业务收入802亿元，主要产品能力2400万吨/年。其中：化肥企业37户，生产能力1200万吨/年；甲醇生产企业28户，生产能力550万吨/年；聚氯乙烯生产能力100万吨/年；粗苯精制企业5家，生产能力70万吨/年；煤焦油加工11户，生产能力277万吨/年；煤制合成油企业2家，生产能力约31万吨/年。

　　5.新能源与可再生能源。截至2015年底，全省新能源装机并网容量达到1449万千瓦。其中，风电669万千瓦，燃气（含煤层气）发电388万千瓦，太阳能发电113万千瓦，生物质（含垃圾）发电35万千瓦，水电244万千瓦。可再生能源占一次能源消费比重从2010年不足1%上升到3%。2015年，全省非化石能源利用替代了527万吨标准煤。

　　（二）发展特点。

　　综合分析全省能源发展现状，主要呈现以下特点：

　　1.能源产业素质大幅提升。“十二五”期间，煤矿总数由整合前的2598座压减到1078座，形成了4个亿吨级、3个5千万吨级以上煤矿企业，平均单井规模由30万吨/年提升到目前的135.4万吨/年，形成了以股份制为主，国有、民营并存的以现代企业制度运行的办矿格局。目前高参数、大容量机组比重逐步上升，30万千瓦以上火电机组容量达到80%，比“十一五”末提高了15个百分点。

　　2.能源供应能力显著增强。“十二五”全行业累计生产煤炭47亿吨，比“十一五”增加14.8亿吨，增幅46%；累计完成煤炭出省销量30多亿吨，比“十一五”增加5.5亿多吨，增幅22%。2015年，电源装机容量达6966万千瓦，比“十一五”末增加2537万千瓦；发电量2643 亿千瓦时，比2010年增加了307亿千瓦时；外送电装机容量1930万千瓦，外送电量达720.24亿千瓦时。截至2015年底，煤层气（煤矿瓦斯）抽采量101亿立方米，占到全国的半数以上；全省水能、风能、光伏、煤层气发电等新能源装机占到全省电力总装机的20.8%。

　　3.能源装备水平大幅提高。全省煤矿综采机械化程度接近100%，综掘机械化程度达到90%以上，均高于全行业规划目标；通过大力推进热电联产集中供热机组替代城市小锅炉供热、大容量高参数机组替代小火电机组，积极发展超临界循环流化床资源综合利用发电机组，电力技术装备水平不断迈上新台阶，单机容量30万千瓦和60万千瓦已成为山西电力建设的主力机型。全省已形成了以500千伏为骨干网架、各电压等级协调发展的电网。“十二五”期间，煤炭全行业有130多项科技成果获得省部级煤炭科学技术奖。

　　4.节能环保取得明显成效。积极推进黑色煤炭绿色发展、高碳资源低碳发展，促进能源产业实现绿色低碳安全高效发展，截至2014年底，化学需氧量、二氧化硫、烟尘和工业粉尘分别完成规划目标的133.84%、141.81%、126.92%、143.70%，提前完成“十二五”减排目标。氮氧化物排放量相比2010年削减13.8%，基本完成减排目标。氨氮相比2010年削减9.5%，完成减排任务的78.24%。2014年全省单位地区生产总值二氧化碳排放量同比降低5.03%，与2010年相比下降16.55%，预计超额完成国家下达我省“十二五”期间下降17%的目标。2014年，非化石能源占一次能源消费比重达到4%，比2010年高出3.1个百分点。采煤沉陷区面积1100多平方公里，到2014年已复垦超过400平方公里。

　　5.安全生产形势总体稳定。“十二五”前四年，全省煤矿共发生事故159起，年均下降25.5%；死亡267人，年均下降22.09%；煤炭百万吨死亡率分别为0.085、0.091、0.077、0.036，年均下降24.9%，全省安全形势总体稳定，逐步好转，达到国内领先水平，顺利实现了“十二五”目标，由全省人民的创痛转变为经济发展的保障，由影响山西形象的负面标签转变为安全发展的新亮点。

　　6.体制改革取得重大进展。国家将低热值煤发电项目下放山西审批，电力审批改革进行“山西试验”，为国家能源审批制度改革、转变政府职能积累了经验。国家同意山西省开展电力体制改革综合试点，使我省成为国网系统首个电改综合试点省。制定实施关于深化煤炭管理体制改革的意见。率先启动煤炭清费立税改革，出台《涉煤收费清理规范工作方案》，取缔一切涉煤不合理收费，降低部分涉煤收费和基金的征收标准，最大限度地减轻煤炭企业负担。全面改革煤焦公路运销体制，出台《山西省煤炭焦炭公路销售体制改革方案》，全部取消相关企业代行煤焦公路运销管理的21份行政授权文件、9种煤焦运销票据以及全部撤销省内1487个各类站点等，为全省煤炭管理体制改革奠定了坚实的基础。实施煤炭资源税从价计征，积极推进煤炭行政审批和证照管理体制改革，出台煤炭资源矿业权出让转让管理办法，推进煤炭资源配置市场化。

　　（三）存在问题。

　　我省产业结构单一，对外部需求依赖严重，产能过剩矛盾突出，经济下行压力对我省影响范围大、程度深、时间长，主要存在以下几个方面问题。

　　1.传统产能严重过剩，能源行业运行困难。山西作为我国煤炭大省，“十二五”以来，受需求增长不旺、产能集中释放、成本较快上升、内外竞争加剧等因素影响，全省产能过剩问题进一步加剧，经济运行面临困难增多加大。价格持续下跌，2015年以来，环渤海地区5500大卡动力煤平均价格连续10期下跌，3月18日跌至482元/吨，已跌近2014年最低水平；2015年1-2月，我省煤炭行业吨煤综合平均售价327.33元。停产工业企业多，2015年1-2月，全省规模以上工业企业819家停产，同比增加97户，据测算减少产值134亿元，较上年同期多减少77.5亿元；其中，煤炭企业停产354户,占停产企业总数的43.2%。截至2015年底，山西省属五大煤炭集团应收账款已达678.2亿元，是2011年的2.4倍；五大煤炭集团负债率已经达到81.79%；山西煤炭行业亏损达到94.25亿元。

　　2.资源环境约束趋紧，可持续发展能力低。“十二五”以来，我省经济发展与资源环境约束之间的矛盾突出，全省可持续发展能力不足。随着煤炭资源的长期高强度开采，我省资源瓶颈日渐显现，优质资源储量大幅下降，部分地方已出现资源枯竭现象，煤炭开采强度已经超过23%，分别是陕西、内蒙开采强度的2.6倍和2.7倍。资源浪费和破坏严重，据测算，山西每开采1吨煤平均损耗煤炭资源2.5吨，每开采1吨原煤约损耗与煤共伴生的铝矾土、硫铁矿、高岭土、耐火粘土等矿产资源8吨。目前煤层气开采量严重不足，利用水平与全国煤层气资源大省的身份不符；全省煤矸石综合利用率和粉煤灰综合利用率仍低于全国平均水平，工业固废综合利用困难。同时，由于省内用电市场及省外送电市场有效增长不足，加之外送电通道建设滞后，电力外送能力不足，导致我省发电装机量远远超过用电量，“窝电”现象持续加剧。山西省万元GDP综合能耗相当于全国平均水平的2倍多，可持续发展能力低。总的来看，经过近年来工作的不断推进，全省生态环境局部得到改善，但采煤对生态环境不可逆转和永久性的破坏，造成了全省生态失衡,目前我省仍是全国环境问题最为严重的省份之一。

　　3.技术创新能力薄弱，企业竞争力低下。全省科技产出能力较弱。2013年全省专利申请总量和授权量仅占全国的0.79%和0.65%。企业创新主体地位和意识不强。2013年全省开展研发活动的规模以上工业企业317家，仅占全省规模以上工业企业的8.22%。截至2015年底，全国2827家上市公司我省只有37家；新三板挂牌企业全国5129家，我省只有32家。省属五大集团原煤全员工效不高，企业生产效率偏低，远低于国内部分大型煤炭企业和世界先进国家水平。另外，尽管近几年煤炭企业为应对市场变化持续开展降本增效工作并取得了很大成效，但受煤炭资源开采条件约束，煤矿安全投入、职工薪酬等固定费用支出不断上升，进一步压缩成本空间十分有限。

　　4.体制机制缺乏活力，能源改革仍显滞后。近年来，我省在推动能源行政审批制度、煤炭清费立税、煤焦公路运销体制等改革方面已经取得一定成效，开展了低热值煤发电项目审批、煤炭和煤层气矿业权审批、动力煤期货交易３项重大改革试点，成为转型综改区建设的最大突破和亮点，但总的来看，我省在能源管理中没有很好厘清政府和市场的边界，存在煤炭改革仍显滞后，资源的行政化配置，政府对微观经济干预过多，企业行政色彩浓重，煤炭、电力等能源价格形成机制仍不完善等问题，目前在能源管理体制、资源市场化配置、价格形成机制、生态环境保护等方面仍存在体制机制障碍。长期以来，煤炭资源配置特别是资源整合、企业兼并重组过程中，行政推动、政府决定的方式直接影响和制约了山西能源产业的转型发展。能源消费革命步伐仍需加快，能源消费结构亟待优化。山西以煤为主的能源结构在中短期内难以改变，能源消费品种单一，能源消费中煤炭燃料消费占能源消费总量大，远高于全国平均水平，新能源与可再生能源的开发和利用不足。

　　二、面临形势

　　“十三五”时期，是我国协调推进“四个全面”战略布局、全面建成小康社会的决胜阶段，也是我省加快推动能源革命，深入推进转型综改试验区建设，着力破解资源型经济困局的关键时期，我省能源发展面临着一系列新机遇和新挑战。

　　（一）宏观政策分析。

　　1.国家能源政策。

　　2.山西能源政策。

　　煤炭六型转变。为了努力破解资源型经济困局，突出做好煤炭这篇大文章，省委、省政府出台了《关于深化煤炭管理体制改革的意见》，提出了要着力推动煤炭产业向“市场主导型、清洁低碳型、集约高效型、延伸循环型、生态环保型、安全保障型”转变，走出一条山西“革命兴煤”之路。“六型转变”与中央能源革命一脉相承，与山西发展实际紧密契合。向“市场主导型”转变，由市场决定煤炭资源配置，让企业真正成为市场主体；向“清洁低碳型”转变，实现高碳产业低碳发展、黑色煤炭绿色发展；向“集约高效型”转变，全力抓好大基地、大集团建设，不断提高矿井的现代化水平；向“延伸循环型”转变，重点推进煤炭产业延伸发展、煤化工链条式发展、煤机装备集群发展、煤炭固废综合循环利用；向“生态环保型”转变，着力加大采煤沉陷区治理，推进煤炭外部成本内部化，实现煤炭资源开发利用与生态环境相协调；向“安全保障型”转变，始终把安全生产放在首位，坚决杜绝重特大事故发生，确保煤炭产业安全发展。

　　“十三五”规划建议。我省“十三五”规划建议提出，要推进绿色发展，建设美丽山西，要在京津冀清洁能源供应基地、国家新型综合能源基地和全球低碳创新基地建设上取得积极进展。具体包括：推进煤炭等化石能源清洁高效利用，加快发展风能、水能、太阳能和地热能，加大煤层气开发力度。发展绿色交通，加快构建低碳交通运输体系，实行公共交通优先，加强轨道交通建设，鼓励绿色出行。全面实施新能源汽车推广计划。提升建筑能效水平，大力推广绿色建筑和可再生能源建筑，加快推进既有建筑节能改造。主动控制碳排放，加强高能耗行业能耗管控，有效控制电力、钢铁、建材、化工等重点行业碳排放，实施近零碳排放区示范工程。要建立具有山西特色的煤炭循环经济发展模式，构建资源综合利用和能源梯级利用的现代循环经济产业体系。

　　（二）能源需求预测。

　　1.国内能源需求预测。

　　“十三五”是我国实现第一个百年目标的最后五年，为实现小康社会人均GDP翻番目标，GDP年均增速不低于6.5%。受三期叠加影响，房地产业周期调整、传统产业产能过剩问题仍将继续，经济增长下行压力较大。“十三五”中后期，前述问题有望逐步化解，年均增速约为6.5%-7%。基于国内宏观经济形势、区域发展战略、能源产业布局和特点，初步预计到2020年一次能源消费总量50亿吨标煤左右，“十三五”年均增速3%左右，低于2001～2010年8.4%的年均增速，略高于2013～2015年2%的年均增速。

　　煤炭。2013年以来，主要用煤行业受前期过度投资影响，产能过剩，价格持续下跌，2013-2015年煤炭需求总量年均下降2.8%。“十三五”时期，随着全国经济企稳回升，煤炭消费将有所恢复。考虑到加速淘汰落后产能、推进产业转型和清洁替代等，预计煤炭需求总量年均增速将降至1%左右，2020年达到43亿吨左右。分行业看，“十三五”时期，钢铁、建材、传统煤化工主要产品产量基本稳定并达到峰值，用煤呈下降趋势。煤炭消费增长主要来自电力和现代煤化工行业，预计2020年发电用煤24.4亿吨（含供热用煤），占煤炭消费总量56.7%左右，现代煤化工行业用煤1.8亿吨。

表1 国内2020年分行业煤炭消费量预测单位：亿吨
行业	年份	2015-2020年均增速（%）
2014	2015	2020
发电	19.6	19.6	24.4	4.5
钢铁	6.3	6.1	5.6	-1.7
建材	5.7	5.5	5.1	-1.5
化工	2.5	2.6	3.5	6.1
其中：传统煤化工	1.8	1.7	1.7	0
新型煤化工	0.7	0.9	1.8	14.9
其他行业	7.2	6.3	4.4	-6.9
合计	41.2	40	43	1.5

　　石油。“十三五”时期，受房地产市场调整、基建施工减缓、产业结构转型升级等因素影响，建筑施工、交通运输用柴油需求增长乏力，加上LNG在工矿企业、重型机械、卡车、船运领域对柴油的替代，“十三五”柴油需求增长总体较弱。随着居民消费需求和汽车保有量的增长，未来五年汽车用油和石化用油是石油需求增长的主要拉动力量。综合预测，2020年石油消费为5.9亿吨左右。

表2 国内2020年分行业石油消费量预测单位：万吨
行业	年份	2015-2020年均增速（%）
2014	2015	2020
交通	25230	26240	30460	3
乙烯	5020	5270	5560	1.1
PX	1730	1960	3730	13.8
农业	1560	1580	1650	0.9
建筑机械	540	550	630	2.9
其他行业	16920	17000	16890	-0.2
合计	50990	52600	58920	2.3

　　天然气。随着环境监管力度加大，新常态下能源结构双重更替的特征将更加明显，“十三五”时期，天然气消费需求将保持较快增长，交通、商业、居民、城市供暖、发电、制造业是天然气需求增长的主要领域，居民生活用气和其他行业增幅保持稳定。若维持现有政策，2020年天然气有效需求3200亿立方米左右，通过体制改革，特别是天然气价格改革，以及完善天然气利用政策，预计全国天然气消费量可达3500亿立方米左右。预计2020年天然气消费量为3250亿立方米。

　　非化石能源。为实现2020年全国非化石能源占比达到15%的目标，“十三五”期间将大力发展可再生能源。预计到2020年投运核电装机可达0.58亿千瓦左右，全国常规水电、抽水蓄能电站装机规模分别达到3.4亿千瓦、0.4亿千瓦左右，风电装机规模2.5亿千瓦，太阳能发电规模1.6亿千瓦。2020年非化石能源发电量可达2.2万亿千瓦时左右，折合6.65亿吨标煤，除一次电力外的非化石能源0.85亿吨标煤左右，可保证2020年非化石能源消费比重达标。

表3 国内2020年分行业天然气消费量预测单位：亿立方米
行业	年份	2015-2020年均增速（%）
2014	2015	2020
采掘业	160	160	200	4.6
石油加工业	110	110	140	4.9
化工业	270	260	260	0
其他制造业	270	280	600	16.5
发电供热	250	280	580	15.7
集中供暖	60	70	120	11.4
交通运输	260	270	620	18.1
居民生活	360	390	590	8.6
其他行业	90	100	150	8.4
合计	1850	1920	3260	11.1

　　电力。“十三五”时期，全国重化工业用电需求放缓，服务业、居民生活和数据中心等新业态用电需求将持续增长，家庭和交通部门更多使用电力，将拉动各地电力需求，预计用电增速将快于一次能源需求增速。“十三五”时期年均增长3500亿千瓦时，年均增速5.6%，与“十二五”时期基本相当。

表4 国内2020年分行业电力需求预测单位：亿千瓦时
	年份	2015-2020年均增速（%）
2014	2015	2020
电力消费总量	55637	56360	73960	5.6
一产	1013	1015	1100	1.6
二产	非金属	3324	3110	3100	-0.1
化工	4282	4390	5600	5.0
黑色金属	5576	5140	5100	-0.1
有色	4329	4490	5200	3.0
装备制造	5319	5370	7190	6.0
其他	18187	18415	25210	6.5
二产合计	41017	40915	51400	4.7
三产	6670	7180	11120	9.1
居民生活	6936	7250	10340	7.4

　　2.省内能源需求预测。

　　煤炭。“十三五”时期，山西省将承接东部地区部分高载能产业，现代煤化工和煤炭清洁高效利用项目的示范推广，预计全省煤炭消费将保持一定增长。综合预测，2020年，煤炭消费总量4.0亿吨，2015-2020年均增速6.35%。其中，2020年，全省电力耗煤2.0亿吨，炼焦耗煤1.0亿吨，化工、冶金、建材合计耗0.9亿吨，生活耗煤0.1亿吨。

表5 山西2020年分行业煤炭消费量预测单位：亿吨
行业	年份
	2010	2013	2014	2020
电力	0.99	1.17	1.1	2.0
炼焦	1.16	1.24	1.2	1.0
化工、冶金、建材	0.55	0.78	0.8	0.9
生活及其他	0.12	0.12	0.11	0.1
合计	2.82	3.31	3.21	4.0

　　石油。“十三五”末，预计全省民用汽车总量将达到780万辆，民航用油将有较大幅度增长。考虑到电动汽车、重卡燃气汽车的替代效应，农业和建筑用油基本稳定，生活用油和第三产业用油将会小幅减少，综合预测，2020年全省石油消费量将达到840万吨，2015-2020年均增速1.76%。

　　非化石能源。根据国家及省关于加快发展风能、太阳能等非化石能源的政策和思路，“十三五”期间，预计非化石能源消费将有大幅增长。2020年，全省风电装机1600万千瓦，光伏发电1200万千瓦，生物质能发电50万千瓦，水电250万千瓦，合计2002万吨标煤，2015-2020年均增速30.60%。

　　外送能源。目前，省政府分别与江苏、浙江、湖南、山东签署了1000万千瓦的送电协议，与北京签署了700万千瓦送电协议，与湖北、天津分别签署了500万千瓦送电协议，综合预测，2020年全省外送电装机将达到6000万千瓦。

　　3.综合结论。

　　“十三五”期间，山西将优化提升现代高载能产业，延伸和完善传统产业链条，促进电力、煤炭与高载能产业的互动发展，实现能源就地消纳增值。随着山西城镇化的深入推进，居民生活水平的不断提高，未来生活用能消费仍有较大增长空间。综合分析，到2020年，山西能源消费总量2.27亿吨标煤，“十三五”期间年均增速6%左右。

表6 山西2020年一次能源消费总量与结构预测
能源品种	2015年	2020年
能源消费总量	消费量（万吨标煤）	17272	22740
年均增速	——	6%
煤炭	消费量（万吨）	29400	40000
年均增速	——	6.35%
石油	消费量（万吨）	770	840
年均增速	——	1.76%
天然气	消费量（亿立方米）	46	160
年均增速	——	28.31%
非化石能源	消费量（万吨标煤）	527	2002
年均增速	——	30.60%

　　（三）发展面临挑战。

　　长期以来，山西省为全国经济建设提供了大量能源产品，形成了以煤焦、化工、冶金、电力四大行业为主的产业结构，随着能源供求关系的深刻变化，山西能源发展面临着一系列新问题、新挑战。

　　1.能源消费换档减速趋势明显。

　　“十三五”期间，我国能源发展将步入新常态，预计年均增速3%左右。从能源消费部门来看，拉动能源消费增长的主要动力将从高耗能产业向新兴产业、服务业和生活用能转变，第二产业能源消费需求增速持续下降，居民用能将随着新型工业化和城镇化的加速发展有所提高，但总体来说增速放缓是长期趋势。能源消费的减速换档将对我省煤焦、化工、冶金、电力等支柱产业带来直接冲击。

　　2.高碳能源低碳发展压力加大。

　　以煤炭为主的能源生产和消费结构，造成大气污染形势严峻，特别是以可吸入颗粒物（PM10）等为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出。同时，针对京津冀区域大气污染治理，我省在与国务院签订了大气污染防治目标责任书基础上，与北京、天津、河北、内蒙古、山东六省（区、市）联合签订了大气污染防治目标责任书，其中，我省承诺要全面推进煤炭清洁利用，将煤炭更多地用于燃烧效率高且污染治理措施到位的燃煤电厂，鼓励工业窑炉和锅炉使用清洁能源，到2017年细颗粒物（PM2.5）浓度在2012年基础上下降20%。“十三五”期间，区域环境污染压力对能源产业发展约束日趋强化，我省加快能源发展转型，实现“黑色能源绿色发展、高碳能源低碳发展”的任务尤为紧迫。

　　3.能源技术创新步伐加快。

　　新一轮以新能源和信息技术为代表的能源技术革命正在全球范围内孕育发展，页岩气、可燃冰、储能等关键技术不断突破。在我国，随着能源革命的兴起，互联网、大数据、云计算等信息技术与能源技术深度融合，分布式能源、智能电网、新能源汽车开始步入产业化发展阶段，大量工业园区、城镇小区、公用建筑乃至私人住宅已经拥有了分布式供能系统。这些新技术、新产业加快发展，将推动能源生产利用方式产生前所未有的深刻变革，也为我省打造京津冀清洁能源供应基地、国家新型综合能源基地和全球低碳创新基地提出了更高的要求。

　　4.能源开发布局继续西移。

　　按照国家“五基两带”的构想，未来我国能源开发布局将继续西移。其中，全国煤炭开发按照“控制东部、稳定中部、发展西部”的总体要求，优先开发蒙东、黄陇和陕北基地，巩固发展神东、宁东、山西基地，优化发展新疆基地。中部地区（含东北）保持合理开发强度，按照“退一建一”模式，适度建设资源枯竭煤矿生产接续项目。油气开发布局中，除海上资源开发外，塔里木、长庆、柴达木、川渝等中西部地区是未来勘探开发的重点。未来能源开发布局的西移，一方面会加大地区间能源产品的竞争，使我们的优势逐步丧失；另一方面也不利于我省争取新的国家能源政策。

　　5.能源生产结构持续优化。

　　“十三五”期间，我国能源结构调整进入“油气替代煤炭、燃气替代煤炭和电能替代其他能源”的多重更迭期，基于中国能源生产和消费特点，控制能源消费总量的关键是控煤，到2020年，煤炭消费总量占能源比重降到60%以下，这将对我省以煤为主的能源经济结构带来直接冲击。国家推动非化石能源加快发展，到2020年，非化石能源占一次能源的比例达到15%左右，到2030年达到20%左右。近期国家“可再生能源发电配额制”正在修订完善，届时将通过对各省（区、市）电力消费提出强制性的可再生能源比例目标，为可再生能源的持续性发展提供制度性保障，这也将成为我省电源结构优化的硬约束。

　　三、总体思路

　　（一）指导思想。

　　深入贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，遵循习近平总书记关于能源革命的战略思想，以煤炭“六型转变”为突破口，以深化能源管理体制改革为动力，加快推进实施三大煤炭基地提质提效、三个千万千瓦级现代化大型煤电外送基地建设和现代煤化工、煤层气、新能源、水电产业基地建设，构建完善的能源技术创新平台、装备制造配套产业和能源产业服务体系，着力夯实能源供应基础，着力推进能源科技创新，着力推进能源生态建设，着力推进优化能源消费结构，推动形成创新、绿色、协调、开放、共享的能源发展新格局。力争到2020年，京津冀清洁能源供应基地、国家新型综合能源基地、全球低碳创新基地建设取得积极进展，建立起清洁低碳、安全高效的现代能源体系，为中国能源绿色转型做出贡献。

　　（二）基本原则。

　　1.节约低碳。

　　把节约优先贯穿经济社会及能源发展的全过程，大力推进重点领域和关键环节节能，集约高效开发和利用能源，合理控制消费总量，以较少的能源消耗支撑经济社会健康发展。加快推进传统产业绿色改造和高碳资源低碳发展、黑色煤炭绿色发展，以循环经济为重点，构建绿色能源产业体系；深入实施煤炭清洁高效利用、煤电节能减排升级改造，提高煤炭清洁利用水平。加快“四气”产业一体化、规模化、专业化发展，扩大煤层气（瓦斯）消费规模。大力发展风电、水电、太阳能等新能源，提高非化石能源比重。加快国家工业固体废物综合利用基地建设试点工作。以兴水增绿为重点，加强生态环境治理保护。

　　2.创新驱动。

　　树立科技决定能源未来、科技创造未来能源的发展新理念，加快科技创新体系建设，实施好国家创新驱动发展战略山西行动计划；选准科技创新的着力点和突破口，依托科技创新城建设，落实山西低碳创新行动计划，着力抓好煤基低碳科技创新攻关；确立企业的科技创新主体地位，努力提高协同创新能力；推动尽快放开电力、油气领域的竞争性环节，破解制约能源创新发展的体制约束。推动能源发展方式和商业模式创新，实施合同能源管理、需求侧管理等市场化机制。

　　3.统筹多元。

　　充分发挥市场配置资源的决定性作用，优化能源产业布局，合理调控煤炭、火电、煤化工、煤层气等产能建设，提高资源配制效率；优化能源消费结构，合理协调传统能源、新能源和可再生能源的消费比重；着力推进能源系统优化，实施电力和天然气调峰能力提升、分布式能源和智能电网发展、互联网+智慧能源等行动计划，显著提高能源系统的智能化水平和运行效率。

　　4.开放带动。

　　坚持对内对外开放相促进、“引进来”和“走出去”相结合、引资和引技引智相并重，以合作共赢为导向，充分利用国际和国内两个市场，有效整合外需和内需两个资源，积极融入“一带一路”发展战略，深化周边和沿线能源国际合作，推动重大能源项目落地，积极支持能源企业“走出去”，积极开展能源领域国际交流合作，探索建立能源领域的区域协调机制，提升我省能源企业的核心竞争力，实现开放条件下的能源安全。

　　5.协调共享。

　　实现2020年全面建成小康社会目标，必须大力提高能源普遍服务水平。要适应人民群众生活条件改善要求，统筹城乡用能，加快天然气管网建设，推进城乡配电网升级改造，为扩大民用天然气和电力消费创造条件。保障贫困山区、革命老区、采煤沉陷区、棚户区等地区的电力供应。要把能源发展和扶贫攻坚有机结合起来，重大能源工程项目优先向贫困地区倾斜。加快能源项目建设进度，完善城乡基础设施建设。积极探索光伏扶贫等能源特色扶贫新形式，加快发展新能源、分布式能源。

　　6.安全发展。

　　坚守安全发展红线，坚持安全第一、预防为主、综合治理的方针，完善和落实安全生产责任和管理制度，健全公共安全体系，切实维护人民生命财产安全，维护我省能源发展安全与稳定。

　　（三）主要目标。

　　依据国家“十三五”能源规划指标，按照全省“十三五”国民经济和社会发展规划建议总体要求，综合考虑资源、环境、水利、交通等约束条件，确定全省“十三五”能源发展目标。

　　1.能源生产。

　　到2020年，全省一次能源生产总量达到8亿吨标煤左右，煤炭产能控制在12亿吨左右，产量控制在10亿吨以内；电力装机容量力争达到1.3亿千瓦，其中外送电装机规模达到6000万千瓦；煤层气产能力争达到400亿立方米；焦炭产能1.2亿吨；煤基合成油品600万吨、煤制烯烃240万吨。

　　2.能源消费。

　　到2020年，全省能源消费总量控制在2.27亿吨标煤。其中，煤炭4.0亿吨、全社会用电量2580亿千瓦时、天然气（煤层气）160亿立方米、油品840万吨。非化石能源占比达到5%以上。

　　3.节能减排。

　　到2020年，单位地区生产总值能耗下降率完成国家同期下达指标；煤电机组平均供电煤耗水平控制在325克/千瓦时以内，60万千瓦及以上机组平均供电煤耗控制在310克/千瓦时以内。60万千瓦级机组在燃煤火电装机中占比超过40%，输电线路平均线损下降10%。原煤入洗率达到80%。

　　4.环境保护。

　　到2020年，单位地区生产总值二氧化碳排放强度完成国家下达指标；能源领域二氧化硫、氮氧化物、烟尘、工业粉尘排放总量控制在国家下达约束指标以内。矿井水综合利用率达到90%，大宗工业固废综合利用率达到70%。劣ⅴ类水体比例在15%以内。矿山生态修复治理取得重大进展。

　　5.安全生产。

　　到2020年，全省煤矿安全生产状况进一步好转，重特大事故得到遏止，煤矿百万吨死亡率稳定保持在0.1人以下，水害得到有效控制，煤炭产业水平和安全保障能力大幅提高。

　　6.深化改革。

　　煤炭、电力、煤层气等重点领域改革取得新突破，基本实现煤炭管理体制和管理能力现代化；基本实现公益性以外的发售电价由市场形成；能源价格市场化改革取得新进展，能源财税机制进一步完善，初步形成适应能源科学发展需要的行业管理体系。

　　四、战略任务

　　“十三五”期间，我省将重点推进煤炭基地、煤电基地、现代煤化工及煤层气、新能源等基地建设，加快推进能源装备和能源服务基地的配套建设。

　　（一）推进三大煤炭基地提质，打造煤炭产业升级版。

　　根据国家规划的晋北、晋中、晋东三大煤炭基地和14个矿区总体规划，按照区域煤质和煤层赋存特点，进一步推进三大煤炭基地提质，大力发展大型、特大型煤矿，加快建设现代化矿井，严格控制新增产能，通过不断提升煤炭产业集约高效化水平，推进传统煤炭产业向高端、高质、高效迈进，保障国家清洁煤和综合能源基地生产原料的供给。

　　1.进一步提高煤炭产业集中度。

　　在晋北、晋中、晋东三个大型煤炭基地内，以大型煤炭企业为主体，按照“一个矿区原则上由一个主体开发，一个主体可以开发多个矿区”的原则，在企业自愿、市场主导的基础上，进一步加大资源整合、兼并重组力度，晋北动力煤基地培育同煤集团和中煤平朔两个亿吨煤炭集团，晋中炼焦炼基地培育焦煤集团亿吨级煤炭企业，晋东无烟煤基地培育阳煤集团、潞安集团和晋煤集团三大煤炭集团向亿吨级企业迈进。在已有煤炭大集团整合重组基础上，调整优化产能结构，突出动力煤、无烟煤、炼焦煤三大资源品牌优势，通过产业、产权、管理、文化等的深度融合，研究探索分基地、分煤种组建世界一流、国内引领的特大型煤炭集团公司。到2020年，全省煤矿数量控制在900座以内，平均单井规模力争达到180万吨/年。

　　2.全面推进现代化矿井建设。

　　高标准、高起点建设现代化矿井，以煤矿的现代化、标准化建设和基建矿井的建设为抓手，严格煤矿准入标准、建设标准和管理标准，进一步提高矿井装备的技术水平，推行以机械化、自动化、信息化和智能化为特征的综采化开采，深化信息技术与煤炭产业的融合，推进煤矿采掘机械化、监控数字化、控制自动化和辅助运输高效化；培养和引进高素质专业技术人才，加强职工队伍业务素质和技能培训，变招工为招生，为现代化矿井提供智力和人才支撑。普及推广绿色开采技术，开展高效机械化充填开采和无人工作面智能化采煤试点，建立煤炭开采与生态环境和谐发展的开采模式，提升矿井现代化水平。到“十三五”末全省建成150座现代化矿井。

　　3.科学合理控制煤炭生产总量。

　　建立关闭矿井衔接机制和落后产能退出机制，构建有效控制煤炭生产总量、市场需求调节煤炭产品结构新机制。进一步完善落后产能退出机制，坚持依法依规淘汰落后产能，制订中长期产能退出规划，确定退出责任主体和时间表、分布图；健全矿业权二级市场，推行落后产能市场化退出机制；对违法矿业权，或长期占而不采的企业，要依法强制退出。围绕煤炭的清洁、安全、低碳、高效开发利用，大力推广应用先进煤炭洗选、配煤、煤泥脱水干燥等洁净煤技术，改原煤供应为经洗选筛分的商品煤供应，建立商品煤分级分质利用体系，提高洗配煤占商品煤的比重，不断增加清洁煤炭供应。科学合理控制煤炭生产总量，到2020年，全省煤炭产能控制在12亿吨/年左右；煤炭产量控制在10亿吨以内，其中：4.0亿吨满足本省需求、6.0亿吨外调出省。

　　（二）加快建设三大煤电基地，做大做强煤电支柱产业。

　　建设晋北、晋中、晋东三大煤电基地，优化电源结构，推动煤电产业优化升级，加大一次能源转化力度和电力为主的二次能源输出力度。集约化发展大型坑口电站，扩大晋电外送规模。晋北基地，依托晋北动力煤优势加快煤电一体化进程；晋中基地，利用洗中煤、煤泥、煤矸石等低热值燃料重点推进低热值煤电厂建设；晋东基地，重点推进以动力煤为主的阳煤、潞安集团煤电一体化。

　　1.优化发展煤电。

　　推进煤电一体化发展，大力发展大容量、高参数超临界、超超临界燃煤发电机组，加快燃煤发电升级与改造，全面推进高效清洁燃煤机组建设，重点加快晋北、晋中、晋东三大国家级千万千瓦级现代化大型煤电外送基地建设，鼓励新建机组设计采用超超临界参数，除热电机组外，限制超临界机组建设数量，禁止建设亚临界参数机组，淘汰普通高温高压机组。加快进度，努力实现百万千瓦机组零的突破。到2020年，全省电力装机容量力争达到1.3亿千瓦，其中，煤电装机容量力争达9200万千瓦。此外，还要继续推进煤电项目前期工作（规模2000万千瓦以内）。到2020年，60万千瓦级机组在燃煤火电装机中占比力争超过40%，百万千瓦级机组在燃煤火电装机中占比力争超过8%。

　　2.加快建设低热值煤电厂。

　　2015年以来，我省加快低热值煤发电项目核准进程，全省在役低热值煤电厂23个，装机731.5万千瓦；核准在建低热值煤电厂26个，装机2331万千瓦。“十三五”期间，我省将以60万千瓦循环流化床机组示范项目为引领，重点推进大容量低热值煤发电项目建设。

　　3.推动外送电通道建设。

　　落实晋电外送市场，依托晋北、晋中、晋东等3个千万千瓦级大型外送电基地，加快建设蒙西—晋北—北京西—天津南1000千伏交流高压工程、榆横—晋中—石家庄—潍坊1000千伏交流高压工程、山西（晋北）—江苏（南京）±800千伏高压直流工程、盂县—河北500千伏交流输电工程。“十三五”期间，规划建设晋中—浙江±800千伏直流特高压、晋东南—江苏±800千伏直流特高压、晋东南—东明—枣庄1000千伏交流特高压、扩建晋中—晋东南—南阳—荆门1000千伏交流特高压“两直两交”4条外送通道，合计新增外送电能力约3600万千瓦；“十三五”末全省外送电能力可望达到6000万千瓦；外送电量达到3080亿千瓦时，规模位列华北地区前茅，跻身全国前列。

　　4.加大燃煤发电机组超低排放改造。

　　全省单机30万千瓦及以上常规燃煤、低热值煤发电机组主要污染物排放要达到或基本达到天然气燃气轮机排放标准，并明确将超低排放作为新建燃煤机组准入门槛，对单机30万千瓦及以上燃煤发电机组进行改造，关停单机20万千瓦及以下燃煤机组。为加快进度，省政府对30万千瓦及以上机组超低排放改造给予资金和电量、电价政策支持。到2017年底，全省单机30万千瓦及以上燃煤发电机组共4404万千瓦将全部完成改造任务。

　　（三）规范有序建设煤化工基地，科学发展现代煤化工。

　　以潞安、晋煤、阳煤、晋能集团、山西焦煤等大型企业为依托，围绕低质煤高效清洁利用，采用国内外一流先进技术和多联产技术路径，以煤制天然气、煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇为主导产品，发展深加工产业链，构建全循环的现代煤化工产业体系。

　　1.建设三大煤化工基地。

　　以五大煤炭集团等骨干企业为龙头，以潞安煤制油等项目为核心，在晋北、晋中、晋东规划建设各具特色的三大煤化工产业，形成辐射全省的现代煤化工产业辐射带。晋北基地，面向煤基清洁能源和煤基高端石化产业两大方向，打造高端煤化工产业集群，推动煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制芳烃等重点示范项目前期工作，力争到2020年部分项目建成投产；晋中基地，重点发展焦化产业；晋东基地，重点发展煤基合成油、甲醇制汽油、煤制烯烃、煤制天然气、化肥等产业。

　　2.积极推进现代煤化工示范项目建设。

　　依托我省已建成的潞安21万吨/年煤制柴油和晋煤10万吨/年煤制汽油示范项目，推动潞安长治180万吨/年煤制油、大同左云40亿立方米/年煤制气、焦煤60万吨/年甲醇制烯烃、晋煤100万吨/年甲醇制清洁燃料、阳煤100万吨/年煤制乙二醇等示范项目建成投入运行。

　　3.改造提升传统煤化工产业。

　　鼓励通过兼并重组、淘汰落后等促进传统煤化工、炼焦化产品加工、氯碱化工等产能进一步向重点优势企业集中；鼓励现有化工企业，运用现代信息、科技、互联网技术，加大技术改造投入，坚持传统、走出传统，加快新技术、新工艺、新装备升级，加快形成高端产品的生产能力，提高核心竞争力，促进产业优化升级。

　　（四）以“气化山西”为引领，大力发展煤层气产业。

　　根据山西煤层气勘探开发现状和煤层气勘探储量，结合市场及生产力布局，我省重点建设沁水和河东两大煤层气产业基地。

　　1.建设两大煤层气基地。

　　建设沁水、河东两大煤层气基地，推进河曲—保德、临县—兴县、三交—柳林、永和—大宁—吉县、沁南、沁北等6个煤层气片区勘探开发，到2020年，全省煤层气总产能力争达400亿立方米。

　　2.实施煤矿瓦斯抽采全覆盖工程。

　　推进晋城矿区、阳泉矿区、潞安矿区、西山矿区和离柳矿区五大瓦斯抽采利用矿区建设。加大井下煤矿瓦斯抽采量，积极探索低浓度瓦斯利用途径，提升煤矿瓦斯综合利用水平。到2020年，基本实现全省煤矿瓦斯抽采利用全覆盖。

　　3.完善“三纵十一横”管网布局。

　　依托国家主干管网和煤层气产业基地，建成连接主要煤层气田的山西“三纵十一横”输气主干管网和支线输气管网，打通煤层气外输通道，加快煤层气产业化发展。大力推进燃气管网及配套站点建设。加快下游市场利用步伐，改造各县（市、区）城市燃气工程，加强民用和工业燃气利用及煤层气压缩、液化等工程建设，积极探索煤层气多通道、多途径利用。2020年气化人口基本实现全覆盖。

　　（五）加快建设新能源基地，大力培育新能源产业。

　　以风能、太阳能、生物质能、水能、煤层气发电为重点，加快新能源开发利用产业化进程。积极发展分布式能源，探索推广智能电网、多能互补、储能等多种技术创新，形成风电、光电、煤层气发电等多轮驱动的新能源供应体系。到2020年全省新能源装机规模为3800万千瓦，非化石能源消费占一次能源消费比重达到5%以上。

　　1.风力发电。

　　稳步推进晋北风电基地建设。坚持科学规划、因地制宜、合理布局、统一组织、分步实施的原则，在大同市、朔州市、忻州市重点打造晋北千万千瓦风力发电基地。有序推进中南部低风速资源开发，充分利用中南部等地区丘陵和山区较为丰富的风能资源，就近按变电站用电负荷水平和可利用土地条件布置适当容量的风电机组，不断推进低风速资源合理有序开发。加快风力发电项目建设，到2020年，全省装机总规模达到1600万千瓦。

　　2.光伏发电。

　　统筹推进各市优势资源开发，优选高质量项目纳入国家计划目标。大力推进采煤沉陷区光伏领跑者基地建设，以大同采煤沉陷区光伏发电基地为统领，重点布局阳泉、忻州、吕梁、临汾、长治等市采煤沉陷区光伏领跑者基地。加大推进光伏扶贫工作，在临汾、大同实施光伏扶贫试点工作的基础上，将光伏扶贫试点范围扩大到吕梁、太行两大连片特困扶贫区。多方推进分布式光伏应用。到2020年，全省光伏发电装机容量达到1200万千瓦。

　　3.煤层气发电。

　　100亿立方米的瓦斯气体用于发电，可支撑煤层气发电装机约700万千瓦。推进中部如太原市、西部如吕梁市离石区、东南部如阳泉市和晋城市的地面开采煤层气热电联产项目建设，以减轻环保压力；推进低浓度瓦斯就近综合利用发电。加快在建燃气电厂建设，积极推进新建燃气电厂的前期工作，到“十三五”末，全省力争建成千万千瓦级煤层气发电基地。

　　4.生物质能发电。

　　统筹开展秸秆资源能源化利用，积极发展成型燃料，实现小城镇和农村能源清洁化，鼓励发展非粮作物燃料乙醇。加快推进晋中、运城、长治、忻州等地区利用秸秆资源建设生物质能发电项目，到2020年，全省装机规模（含垃圾发电）力争达到50万千瓦。

　　5.推进水电基地建设。

　　在做好生态环境保护、移民安置和确保工程安全的前提下，通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。重点推进沁河干流水利枢纽（水电）项目建设，积极争取古贤装机容量210万千瓦，碛口装机容量180万千瓦，禹门口（甘泽坡）装机容量44万千瓦。推进2项抽水蓄能项目建设，其中浑源120万千瓦，垣曲120万千瓦。到2020年，全省水力发电装机容量达到约250万千瓦。

　　（六）加快建设能源装备基地，培育壮大能源装备产业。

　　整合提升全省能源装备产业，推动煤机装备制造、电力装备制造、煤层气装备制造、煤化工装备制造、新能源汽车等基地建设。

　　1.煤机装备制造。

　　不断提升煤基系统集成能力和技术创新能力，发展适用各类煤层和各种复杂地质条件下的三机一架自动化、智能化成套装备、煤矿井下机器人，发展大型露天矿用挖掘机、自移式破碎站、转载机等自动化开采成套设备，打造山西（太原）煤机技术研发中心和晋中、晋东、晋北三大煤机制造产业集群。力争到2020年，拥有在国内具有影响力的山西煤机品牌，实现由煤炭装备买入省向制造省、输出省转变。

　　2.电力装备制造。

　　积极拓展延伸电力装备制造产业链，推动电力装备制造成套化、系列化和高端化，提升产业核心竞争力。重点布局太原锅炉集团大型循环流化床锅炉、易通集团工业余热低温发电机组、太重集团风力发电机组、晋能光伏电池和组件产品。

　　3.煤层气装备制造。

　　发挥石油钻具装备、煤机装备研制优势，依托煤层气国家级实验室、煤层气开发利用研究中心等，加快煤层气钻探尖端技术、井下松软煤层高效钻进技术等研发，发展煤层气勘探高精尖勘探装备、定向钻机、智能化排采系统、径向钻机等产品，建设太原、晋城两个煤层气装备制造业基地，加快煤层气装备配套产业服务体系建设。

　　4.煤化工装备制造。

　　以阳煤化机、太重煤化和赛鼎公司为主体，建设太原煤化工装备制造基地。依托晋北现代煤化工基地建设，新建煤化工装备制造项目逐步向晋北布局。打造以现代煤化工关键设备为主导产品、具备成套设备研发设计制造能力和工程总承包能力的煤化工装备制造基地。

　　5.新能源汽车。

　　以电动、甲醇、燃气汽车为重点，培育新能源汽车产业集群。重点布局太原、晋中、晋城电动汽车产业基地；晋中、长治甲醇汽车产业基地；太原、运城、大同燃气汽车产业基地。推动全省煤层气汽车发展。构建创新能力强、产业化水平高、市场应用规模大的新能源汽车产业发展格局。到2020年，全省电动车生产能力达到12万辆以上。

　　（七）建设三大能源服务体系，为能源产业发展提供服务。

　　重点提升市场、物流、金融服务体系，适应煤炭经济向综合能源经济转型的要求。

　　1.现代市场交易体系。

　　2.现代物流体系。

　　3.现代金融服务体系。

　　五、技术创新（略）

　　（一）明确技术创新重点。

　　1.煤炭绿色开采技术创新。

　　2.煤炭清洁高效利用技术创新。

　　3.煤炭加工转化技术创新。

　　4.资源综合利用技术创新。

　　5.煤层气开发利用技术创新。